全球研究：美国电力大周期下的投资主线：关注受益于电价上行的市场化发电IPP 20240612 -中金

1证券研究报告2024.06.12美国电力大周期下的投资主线：关注受益于电价上行的市场化发电IPPxianfan.chen@cicc.c全球研究组长1、美国电力紧缺周期开启美国电力需求在产业及人口格局调整背景下迎来增长大周期，连续十五年用电零增时代或将终结。我们保守估算未来5年新兴负荷贡献年用电增量750亿千瓦时，至少拉动总用电增长~2%。虽然总用电增速看似不高，但美国电力供给端扩产存在诸多制约，或导致供给持续趋紧。最为重要的是，美国市场化地区电价传导及接受能力均很强，在供给趋紧、发生缺电时价格上涨弹性大，相关电力企业盈利能力或显著抬升。具体而言：-需求侧：我们估算未来5年新兴负荷年均增量13GW，对应年用电增量750亿千瓦时，拉动用电增长~2%，其中数字经济、能源转型、产业回流、人口流入贡献550/73/65/60亿千瓦时左右，对应拉动1.38/0.18/0.16/0.15ppt。以上测算大多通过在建产能规模保守推算、并未计入未来持续增长动能，我们看好美国用电需求持续超预期。-供给侧：美国电力系统存在历史累积的投资滞后问题。电源方面，过去十年新增电源主要为支撑能力弱的新能源，但同期退役支撑能力强的煤电，透支备用率；电网方面，输配电线路长期处于投资滞后状态，尤其是高电压等级的区域互联线路存在缺口。短期看，我们通过项目排期估算2024-26年支撑性电源净增13/3/4GW，缺口或将拉大；长期看，电源电网建设周期天然较长，叠加美国电力审批效率低、环保要求苛刻等问题，供给增长或持续慢于需求。-缺电可能性：缺电可能性一定程度上决定电价中枢，而系统备用率决定缺电概率。美国电力监管部门一般设置15%~20%左右的备用率要求。过去十年全美层面备用率大致在20%-25%区间、供应总体充裕，但后续负荷增长加快或导致备用率快速透支。我们综合最大负荷及支撑装机测算得到，若负荷年增2%，2027~2028年左右备用率跌至监管建议范围以下；若负荷年增5%，2024~2025年前后备用率即降至建议范围以下，缺电概率大幅提升。2、电力紧缺周期下哪些主体更受益？-市场化＞管制：市场类型上，我们认为由供需关系定价的市场化地区供应偏紧时电价上行弹性更大。如德州设有稀缺定价机制，若备用率低于一定阈值，电价可百倍增长，大幅提振所在区域电力企业收益。-市场化发电>电网及垂直一体化>市场化零售：环节上，我们认为发电业务较电网、零售业务更受益。在供给偏紧周期下批发市场电价上行确定性高，但零售价格接受度或存在滞后，因此发电企业更充分获益于批发电价上行。-仅1/3电源随行就市，市场化发电资产具备稀缺性：美国仅半数地区完成电力市场化改革，我们估算当前市场化发电规模500GW（煤/气/核/水/新能源分别42/217/41/10/186GW占总装机容量~45%。然而，市场化新能源大多签订长期固定价格PPA，并非传统随行就市机组，因此实际市场化发电规模或仅320GW，占总装机容量~30%。3、市场化发电资产中，哪些电源类型更受益？市场化发电除受益于电力市场基本面向好外，还可能叠加政策补贴、科技企业提供溢价等额外收益，我们认为综合电力市场价值、政策溢价、科技企业溢价三个维度，受益前景核电>气电>新能源>煤电。4、美国电力行业主要标的及投资建议美国大部分电力企业参与发电、输配电、零售等多环节业务，主营发电业务的独立发电商（IPP）标的稀缺。建议优先关注市场化发电业务占比高、用电高增地区敞口大、核电/气电在发电资产中份额较高的IPP企业，如CEG（未覆盖VST（未覆盖NRG（未覆盖）等；其次可关注经营区域用电需求增长势头强劲，短期弹性较低，但盈利能力长期稳定释放的管制类电力企业，如Dominion（未覆盖）等。风险提示：美国AI、产业回流等用电增长不及预期，政策补贴不及预期。更多作者及其他信息请见文末披露页2美国电力紧缺大周期开启 4数字经济、产业回流、能源转型、人口等多因素拉动电力需求增长 但审批建设周期长、环保政策收紧制约新增供给 随供给趋紧，电价中枢或将上行 电力紧缺周期下哪些主体更受益 美国电力行业格局及市场化进展 电力紧缺周期下，市场化发电>电网及垂直一体化>市场化零售 21哪些电源类型更受益 22电力市场中所有电源均受益，调峰、灵活机组>基荷>新能源 23政策补贴当前偏好清洁能源，新能源>核电>气电>煤电 23科技企业偏好不间断稳定供应，核电>气电>新能源 24美国电力行业主要企业梳理 28业务类型维度 28电源类型维度 29区域维度 30风险提示 31附表1美国各州电力市场化现状 32附表2美国重点区域电力供需动态 33图表1：美国用电需求开启增长周期 4图表2：美国2025-26年电力合约价格显著抬升 4图表3：美国数据中心在建规模及分布 图表4：美国主要云厂商资本开支计划持续增加 图表5：美国数据中心中长期用电增长前景及区域分布 图表6：美国虚拟货币挖矿用电增长前景及区域分布 图表7：美国制造业投资在产业政策发布后显著加速，典型扩产周期2-5年 图表8：美国光伏制造扩产计划及用电强度 图表9：美国电池制造扩产计划及用电强度 图表10：美国新能源制造业回流计划区域分布 图表11：美国半导体制造产能扩产计划及区域分布 图表12：美国热泵、电动汽车渗透区域分布 图表13：美国重点地区近三年各州人口净流入情况 11图表14：美国用电需求主要驱动因素总结 图表15：美国用电需求增长区域分布特征总结 图表16：美国发电装机容量及发电量结构，2013-2023年 图表17：近十年新增电源以新能源为主，支撑性装机净增水平较低 图表18：近十年输配电线路亦投资滞后，跨区输电能力或积累缺口 3图表19：美国新增电源新建流程、并网建设周期示意 图表20：美国新增电网流程、审批建设周期示意 图表21：美国未来几年新增电源排期 图表22：退役电源排期 图表23：综合电源新增及退役排期，未来几年支撑性容量净增不足问题并无明显改善 图表24：从当前电源新增及退役排期看，未来系统备用率 图表25：NERC对需求的评估较为保守，上行周期常低估负荷增长 图表26：ERCOT地区备用率趋势 图表27：PJM、MISO地区备用率趋势 图表28：主要电网区域备用率横向对比 图表29：美国当前电力系统垂直一体化管制模式及发电、零售两头放开市场化模式并存 图表30：批发、零售市场化区域分布 图表31：管制定价模式 20图表32：电力市场定价模式——批发市场边际出清及稀缺定价机制 21图表33：美国电源装机容量，按市场化及公用事业公司持有划分 22图表34：新能源多数签订PPA长协，随行就市比例很低 22图表35：新能源PTC及收益随批发电价变化 24图表36：核电PTC及收益随批发电价变化 24图表37：美国新能源PPA价格 25图表38：美国不同市场绿证价格 25图表39：数据中心签约离网电源可能获得的溢价空间探讨 26图表40：AWS–Talen离网核电电价签订情况 27图表41：市场化发电电源类型受益前景讨论 27图表42：美国主要电力企业业务分布 28图表43：涉及市场化发电业务的企业中，市场化发电业务占比 28图表44：美国主要发电企业电源类型分布 29图表45：持有核电资产规模排名 29图表46：持有市场化气电资产规模排名 30图表47：美国主要发电企业区域敞口分布 30图表48：美国主要电力企业受益于电力紧缺周期特征总结 31图表49：美国各州电力市场化现状，及各州与ISO/RTO对应关系 32图表50：ERCOT未来十年负荷、发电资源及备用率前景 33图表51：PJM未来十年负荷、发电资源及备用率前景 33图表52：CAISO未来十年负荷、发电资源及备用率前景 33图表53：MISO未来十年负荷、发电资源及备用率前景 344美国电力紧缺大周期开启美国电力需求在产业及人口格局调整背景下迎来增长大周期。AI/挖矿等数字经济、产业回流、能源转型驱动的终端电气化、人口增长等多因素促进电力需求增长，用电连续十五年增速中枢为0的时代或将终结。然而，电力供给爬坡周期天然较长，叠加美国本土电力格局分散、决策效率低，环保要求较严等问题，中短期内供给增长或持续慢于需求。据美国洲际交易所（ICE美国主要电力市场1-2年期电力期货价格由30-40美元/MWh历史中枢上涨至50-70美元/MWh，十年期期货价格亦罕见增长，体现出市场对美国电力长期趋紧的预期。针对市场关注的焦点问题1）美国新兴负荷贡献多少用电增量2）供给趋紧条件下是否会出现缺电3）缺电情景下电价及电力企业收益如何传导。我们认为，美国本轮新增负荷区域分布不均衡，且不同地区电力供给条件（电源增减动态、电网互联水平等）存在差异，因此需落实到区域层面观察供需动态及缺电可能性。同时，美国各区域电力市场化步调不一，电价形成机制亦有较大差异，因此电价及电力企业盈利的传导更需分区域讨论。以下我们尝试梳理美国重点地区新兴负荷增量、电力供给动态及缺电可能性。美国用电需求开启增长周期美国用电量（TWh）美国用电量（TWh）5,0004,0003,000重回上行通道需求稳定电力需求上行周期2,000重回上行通道需求稳定电力需求上行周期1,00001990199119901991199219931994199519961997199819992000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021202220232024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E2031E2032E2033E2034E注：2024年后用电需求仅为预测示意，CAGR~2%资料来源：EIA，中金公司研究部图表2：美国2025-26年电力合约价格显著抬升0——EASTCOAST-NewYorkZoWESTCOAST-SP15注：2024年价格为1-4月平均水平资料来源：ICE，Bloomberg，中金公司研究部5在电力需求侧，我们认为按增量规模排序，5年左右中期尺度内拉动美国用电增长的主要因素为数字经济、能源转型驱动的终端电气化、产业回流、人口流入四大类，分别至少贡献年用电增量550/73/65/60亿千瓦时，对应拉动总用电增长1.38/0.18/0.16/0.15ppt，新兴负荷总计至少拉动用电增长~2%。这些新增负荷部分是长期增长的慢变量，如终端电气化、人口流入等；部分或为阶跃增长的快变量，如在建数据中心规模大幅增加，通胀削减法案等产业政策后同期扩张的制造业产能后续密集投产等。具体而言：数据中心和虚拟货币挖矿是美国数字经济领域用电的主要来源。据美国能源信息署（EIA当前美国数据中心、挖矿份额均处于全球第一，且份额有逐年提升趋势：2023年，美国在运数据中心超过5000座，占全球一半左右，较2021年1/3左右份额进一步提升，挖矿算力份额占全球38%左右。数据中心：据美国联邦能源管理委员会（FERC）、美国电力科学研究院（EPRI）、JLL等机构估测，2023年美国数据中心容量/年用电量分别为19GW/1500亿千瓦时1，2024年电力容量或增至21GW左右，估算年用电量近1700亿千瓦时，占总用电量比重超过4%。AI相关应用发展拉动数据中心建设显著加速，在建规模由2020年的1GW增至2023年的超过5GW2，考虑新建数据中心2年左右扩产周期，我们认为仅当前在建规模就可支撑短期年均3GW左右负荷增量，假设负载率95%，则年用电增量至少达250亿千瓦时，拉动总用电增长~0.63%。中期增长前景方面，数据中心建设主力云厂商资本开支预期强劲，亚马逊、微软、谷歌、META四大云厂商资本开支计划仍在增加，2024、2025年资本开支增速分别为22%/8%，我们认为或可支撑未来5年内数据中心在建及投产规模至少与当前水平相当。长期增长前景方面，我们参考EPRI长期展望。EPRI考虑算力需求、能效提升等因素后对数据中心用电设置低增、温和增长、高增、快速增长四个参考情景3，对应2023-2030年用电增长CAGR3.7%/5%/10%/15%，年均用电增量60/90/210/360亿千瓦时左右。区域分布上，当前全美80%数据中心集中分布在15个州，多为大型科技企业、政治中心附近或电价中枢较低地区，且在建及计划新增容量大多仍集中在这些一梯队地区，区域集中格局未见改变。按州划分，弗吉尼亚、德州、加州、伊利诺伊份额占全美22%/14%/6%/5%，按电力市场化区域划分，PJM、CAISO、ERCOT区域电力市场数据中心负荷最为集中4。EPRI，AnalyzingArtificialIntelligenceandDataCenterEnergyConsumption，2024;FERC,SummerEnergyMarketandElectricReliabilityAssessment,2024JLL，NorthAmericaDataCenterReport，2023低增情景对应ChatGPT之前数据中心资本支出扩张计划；温和增长情景主要考虑当前已明确的扩建计划和规模；高增情景中考虑算力需求持续增长、但能效提升；快速增长情景中考虑算力需求持续增长、但能效提升缓慢。电力市场区域PJM=PJMInterconnection，CAISO=CaliforniaIndependentSystemOperator,ERCOT=ElectricityReliabilityCouncilofTexas,MISO=MidcontinentIndependentSystemOperator，NYISO=NewYorkIndependentSystemOperator,ISO-NE=NewEnglandIndependentSystemOperator,SPP=SouthwestPowerPool，美国电力市场化区域ISO/RTO与州的对应关系列于附表1。6图表3：美国数据中心在建规模及分布86420美国数据中心在建规模（GW）分区域数据中心在运、在建规模（GW）运行中在建8642020201H20202H20211H20212H20221H20222H20231H20232HPJMOutsideISOCAISO20201H20202H20211H20212H20221H20222H20231H20232H注：右图数据中心区域在运及在建规模统计截至20232H，OutsideISO表示电力市场化区域外的管制地区资料来源：JLL，标普全球研究，中金公司研究部图表4：美国主要云厂商资本开支计划持续增加美国主要云厂商资本开支计划（十亿美元）40%Amazon亚马逊Microsoft微软Google谷歌YoY0资料来源：公司公告，Bloomberg，中金公司研究部Amazon亚马逊Microsoft微软Google谷歌YoY0资料来源：公司公告，Bloomberg，中金公司研究部图表5：美国数据中心中长期用电增长前景及区域分布全美数据中心中长期用电估测情景CAGR2023年用电量（亿千瓦时）2030年用电量（亿千瓦时）2023-2030年用电增量（亿千瓦时）2023-2030年增幅快速增长15.0%1,5214,0392,518166%高速增长10.0%1,5212,9641,44395%温和增长5.0%1,5212,14061941%低速增长3.7%1,5211,96344229%数据中心用电区域分布2030年2030年用电量估测（亿千瓦时）2023年用电量估测（亿千瓦时）2023年占州用电量比重2030年占州用电量比重州数据中心占全国份额排序123456789 弗吉尼亚22%339伊利诺伊5%75俄勒冈4%64亚利桑那4%63爱荷华4%62佐治亚4%62宾夕法尼亚3%464255%4%5%7%4%6% 8% 7% 7% 注：假设区域份额占比不变，总量增长参考EPRI高增长情景资料来源：EPRI，中金公司研究部7虚拟货币：据EIA调研估测，2023年美国虚拟货币挖矿电力容量及年用电量10GW/700亿千瓦时左右5，占总用电量比重近2%。未来挖矿负荷容量及用电量增量较数据中心更难判断，一方面挖矿负荷更分散难以监管统计，另一方面挖矿产能、负载率与虚拟货币价格、挖矿效率变化、电价等因素相关，若虚拟货币价格维持高位，则产能和负载率均会更高。当前，挖矿负载最密集的德州地区已有41GW新增挖矿负荷申请、9GW获批6，保守假设获批的9GW在未来五年陆续投运，则德州年新增1-2GW左右，考虑德州挖矿份额占全美1/3左右，则全美挖矿负荷年增或达3-6GW。假设设备负载率~80%，美国虚拟货币挖矿未来年用电增量可达210-420亿千瓦时左右，增量量级或与数据中心相当，可拉动总用电增长0.5~1%。区域分布上，在运挖矿负荷主要分布在德州及东南部地区，德州、佐治亚、纽约份额占全美29%/10%/9%，德州目前储备项目最多。东南部各州电力供应机制仍为管制模式，因此新增挖矿负荷影响最大的市场化区域为ERCOT。图表6：美国虚拟货币挖矿用电增长前景及区域分布排序州算力占比2023年容量估测（GW）2023年用电量估测（亿千瓦时）2030年用电量估测（亿千瓦时）1德克萨斯州29%2.92006192佐治亚州10%1.0682093456789纽约州宾夕法尼亚州田纳西州俄克拉荷马州维吉尼亚州南卡罗来纳州北卡罗来纳州肯塔基州9%0.9614%0.428882%0.2122%0.2111%0.11%0.191%0.181%0.17注：假设区域份额占比不变，负荷总量按每年增加3GW的保守情景估算资料来源：EIA，FoundryUSA，中金公司研究部美国近年来通过补贴本土制造、设置贸易壁垒等方式引导新能源、半导体等关键制造业回流，2022年芯片与科学法案、通胀削减法案发布后制造业密集投资扩产。当前，多数产能仍在投资建厂阶段，还未转化为实质性用电负荷，但考虑半导体制造2-4年、新能源制造不同环节的2-5年的扩产爬坡周期，相关产能或在2024年底至2027年前后密集投产。EIA，TrackingelectricityconsumptionfromU.S.cryptocurrencyminingoperationsNERC，LTRA20238图表7：美国制造业投资在产业政策发布后显著加速，典型扩产周期2-5年制造业投资（十亿美元）0制造业投资（十亿美元）0芯片与科学法案、通胀削减法案发布201020112012201320142015201620172018201920202021202220232024资料来源：USCensusBureau，IEA，中金公司研究部新能源制造业：通胀削减法案显著促进新能源制造产能扩产。当前美国在建、宣布扩产的光伏组件产能接近60GW，为现有产能的3倍，其中在建/宣布扩建分别1.5/55GW。电池电芯在建和宣布扩产的产能高达超过1000GWh，是现有产能的近10倍，其中在建/宣布扩建分别590/490GWh。从扩产环节上看，美国目前已开建的新能源产能主要集中在中下游环节，如光伏偏中上游的电池片、硅片已有扩产计划但很少开建；电池电芯的在建和宣布扩产产能是偏中上游的正极、负极、电解液等产能的4倍以上。可见中上游环节的产能建设挑战更大，全产业链回流困难。结合扩产计划及各环节单位电耗，我们测算光伏组件、电池电芯在建产能投产后用电增量分别为0.2/32亿千瓦时左右，假设中上游环节25%由美国本土生产，则对应中上游制造年用电量15/10亿千瓦时。因此，光伏、电池全产业链在建产能投运后贡献年用电量近60亿千瓦时，考虑新能源制造产能爬坡期3年左右，则年均用电增量~20亿千瓦时左右，拉动总用电增长0.05%。若进一步将宣布扩产但未开建产能纳入考虑，则相关产能投运后年用电增量或高达130亿千瓦时以上。区域分布上，新能源制造业回流区域主要为佐治亚、北卡、密西根等传统制造业地区，这些地区电力体制多为成本加成定价的管制模式，新增新能源用电影响最大的市场化区域为PJM。图表8：美国光伏制造扩产计划及用电强度6050403020美国光伏组件扩产进展（GW）光伏制造单位电耗（亿千瓦时/GW光伏制造单位电耗（亿千瓦时/GW）2.52.00.50.0多晶硅硅片电池片多晶硅硅片电池片组件全产业链注：扩产产能统计截至2023年底资料来源：BNEF，中金公司研究部9图表9：美国电池制造扩产计划及用电强度电池制造单位电耗（亿千瓦时/GW电池制造单位电耗（亿千瓦时/GW）0已投运在建负极正极铜箔隔膜电池制造全产已投运在建注：扩产产能统计截至2024年2月资料来源：BNEF，中金公司研究部图表10：美国新能源制造业回流计划区域分布伊利诺伊佐治亚资料来源：BNEF，中金公司研究部半导体制造业：美国芯片与科学法案后，半导体产能扩产投资规模超过2000亿美元7，从已披露扩产项目看，新建/扩建工厂单位负荷投资额中枢约为1.1亿美元/MW、0.7亿美元/MW，由此估算2000亿美元投资至少对应2.2GW以上电力负荷，与第三方机构standearth统计的英特尔、台积电、Micron、三星四大半导体企业扩产负荷2.1GW相符。假设芯片制造负载率~70%，则扩产产能用电量增量在135亿千瓦时左右，考虑2-4年产能扩建周期，年均用电增量或在45亿千瓦时左右，拉动总用电增长0.1%。区域分布上，当前扩产半导体产能集中在亚利桑那州、俄亥俄州、俄勒冈州、爱达荷州、德州等地，多为电力管制区域，新增用电负荷影响最大的市场化区域为ERCOT、PJM。CSIS，EnergyConsiderationsattheDawnofStrategicManufacturing，2024图表11：美国半导体制造产能扩产计划及区域分布投资额（亿美元）电力需求（MW）区域分布200200361亚利桑那俄亥俄900纽约爱达荷250200德州400380亚利桑那资料来源：公司公告，standearth，麦肯锡，中金公司研究部美国需求侧能源转型两大主要场景为建筑、交通领域以电代油气的热泵和电动汽车应用。热泵：据EIA统计，2020年美国热泵渗透率已超过13%，1.2亿户居民中热泵使用户数约1600万户。考虑热泵典型容量及负载率3.5kW/18%，则热泵负荷容量/年用电量56GW/880亿千瓦时左右。热泵渗透前景与气候条件、电价及地方层面能源转型政策规制相关，我们根据业内目标值保守估计2030年热泵渗透户数达到2000万户左右8，年均增加50万户，则年新增负荷容量/用电量分别为2GW/28亿千瓦时，拉动总用电增长0.07%。电动汽车：美国当前电动汽车保有量300万辆左右，假设15000公里年行驶里程及百公里20千瓦时综合耗电，则当前电动车年用电量90亿千瓦时左右。假设未来美国电动车保有量年均新增150~300万辆，对应渗透率约10%~20%，则电动汽车充电每年增量45-90亿千瓦时，拉动总用电增长0.1~0.2%。区域分布上，热泵主要渗透区域在佛罗里达、德州等南部区域，电动车则集中在加州等地；电动汽车分布更加集中，渗透较快地区主要为加州、佛罗里达、德州等，新增用电负荷影响最大的市场化区域为CAISO、ERCOT。图表12：美国热泵、电动汽车渗透区域分布1200120010008006004002000电动汽车保有量（千量）加利福利尼亚州佛罗里达州德克萨斯州纽约州华盛顿州新泽西州注：热泵保有量为2020年水平，电动汽车保有量为2023年水平资料来源：EIA，中金公司研究部RMI，Whata20millionheatpumpcommitmentmeansfortheUS，2023疫情后全球人口格局出现调整，美国近年来总人口呈净流入态势。据USCensusBureau，2021-2023年人口净流入50/120/160万人。我们暂不考虑人口流入带来的商业与工业用电，仅考虑居民用电增量，按照2023年居民年人均用电量4100千瓦时估算，2021-23年人口净流入拉动居民用电增量140亿千瓦时。假设未来年均人口净流入150万人，对应年均居民用电增量60亿千瓦时左右，拉动总用电增长~0.15%。各区域人口净流入存在显著不均衡。德州、佛罗里达等南部地区密集净流入，加州、纽约等地区净流出，2021-2023年德州、佛罗里达、北卡人口净流入或贡献居民用电增量52/42/16亿千瓦时。此外值得注意的是，由于居民负载率低，故虽然用电量增量规模看似有限，但对最大负荷贡献程度高，人口净流入地区夏季、晚间等高峰期电力紧缺发生可能性变大。图表13：美国重点地区近三年各州人口净流入情况万人万人202120222023806040200-20-40-60-80德州佛罗里达北卡罗莱纳佐治亚亚利桑那宾夕法尼亚路易斯安纳伊利诺伊纽约加州资料来源：USCensus资料来源：US综合以上用电增长驱动因素分析，我们保守估算未来5年美国新兴负荷年均至少增加13GW，对应年用电增量750亿千瓦时，约为2023年总用电量的近2%。分负荷类型看，数字经济、终端电气化、重点产业回流、人口流入年均贡献用电增量550/73/65/60亿千瓦时左右，对应拉动总用电量增长1.38/0.18/0.16/0.15ppt。在此基础上，用电增长还有可能持续超预期。当前我们对数字经济、终端电气化、重点产业回流等方面的负荷增量均选取偏保守情景，大多仅用当前在建规模基础上推算增量，并未计入持续增长动能。此外，在我们考虑的重点负荷之外，还有较多增量因素：如新能源制造中除光伏和电池制造外，制氢产业电耗高，虽然当前绿氢IRA补贴规则门槛设置较为苛刻，短期产业扩产进展滞后，但若发展加速，未来可能成为另一大用电增量来源；再如美国油气等传统产业发展景气，对用电需求存在持续拉动作用。总结而言，美国中长期电力需求增长前景广阔，若数字经济发展、产业回流持续，用电增长或持续高于当前认知。分区域看，我们测算ERCOT、PJM、东南部三区域用电增长或占全美增量六成。ERCOT区域受数据中心、挖矿、人口净流入等多因素拉动用电增长预期强劲，PJM受制造业回流拉动较大，东南部电力管制州制造业回流及人口净流入贡献用电增量。我们保守估算，若年用电增量750亿千瓦时，ERCOT、PJM、东南部管制地区增量均在150亿千瓦时左右，三区域用电增长或占全美用电增量六成左右，其中ERCOT用电增速至少在3%以上。图表14：美国用电需求主要驱动因素总结 分类未来5年年均用电量增量（亿千瓦时）占2023年总用电量比重未来5年年均负荷增量（GW）数字经济数据中心2500.6%3产业回流终端电气化人口挖矿新能源制造半导体制造热泵EV居民用电30030020452845600.8%0.1%0.1%0.1%0.1%0.2%450.7223 总计 748 1.9% 12.8 资料来源：EIA，EPRI，FoundryUSA，BNEF，中金公司研究部图表15：美国用电需求增长区域分布特征总结（亿千瓦时）（亿千瓦时）数据中心挖矿新能源制造半导体制造热泵EV居民用电区域年均用电增量占全国比重区域年均用电增量估算年均用电增量估算2503002045284560748100%ERCOT29%0%9%6%3%28%19%PJM34%9%54%8%7%19%东南部管制地区35%35%21%40%18%CAISO6%0%0%0%50%-12%314%注：各负荷增量类型区域分布通过产能扩张计划、投资额、保有量等推算，假设区域份额不变资料来源：EIA，EPRI，FoundryUSA，BNEF，中金公司研究部美国电力供给端电源电网均有投资滞后，建设低效问题。电源方面，2023年发电量结构中气电/核电/煤电/新能源/水电占比分别为43%/18%/16%/16%/6%。近几年年均装机容量净增10-20GW，但新增容量主要为对电力系统支撑能力较弱的新能源，退役电源为支撑能力较强的煤电，支撑装机容量净增量多在0以下，一定程度透支发电侧备用率；电网方面，美国电网顶层规划较弱且供应格局分散，在扩建升级时由于涉及主体较多、协调周期长，因此输配电线路长期处于投资滞后状态，尤其是高电压等级的区域间互联线路存在缺口。图表16：美国发电装机容量及发电量结构，2013-2023年6005004003002001000020132014201520162017201820192020202120222023一水电煤电——气电核电——风电——光伏其他净发电量（净发电量（TWh）2013201420152016201720182019202020212022资料来源：EIA，中金公司研究部图表17：近十年新增电源以新能源为主，支撑性装机净增水平较低图表18：近十年输配电线路亦投资滞后，跨区输电能力或积累缺口403020-10-20新增装机结构（GW）20132014201520162017201820192020202120222023水电煤电气电核电风电光伏其他 装机增量 支撑装机增量4,000020132014201520162017201820192注：支撑装机容量=夏季净装机容量×支撑系数，风电、光伏支撑系数取NERC披资料来源：NERC，中金公司研究部露的各区域平均值，风电~15%，光伏~40%资料来源：EIA，NERC，中金公司研究部我们认为，电力供给侧建设周期天然较负荷长，再叠加美国电力建设效率低、环保等其他制度限制等特色问题，其电力供给弹性或比预期更低。具体来看：第一，美国新建电源、电网周期均较长。新建电源需经历并网申请→可研→系统及设备影响评估→并网协议→建设→投运的系列流程，其中从并网申请至获得并网协议周期近三年，风电/光伏/光储/气电/储能并网审批周期中枢分别在40/30/29/25/20个月；从获得并网协议至投运间建设周期水电、核电机组长达10年，气电4-5年，风电、光伏等新能源建设周期1-2年，因此传统电源短期内难以灵活增加供给，增量主要靠新能源；新建电网输电线路从审批到建设投产周期需要7-13年，其中大型电力变压器交货周期2年左右。图表19：美国新增电源新建流程、并网建设周期示意电源建设设备影响研究设备影响研究系统影响研究服务申请客户协商并网审批资料来源：LBNL，IEA，中金公司研究部图表20：美国新增电网流程、审批建设周期示意7.5~13年7.5~13年成本分配，FERC核定费率6~12个月输电线路选址建设联邦合规程序输电线路规划3~5年3~5年资料来源：IEA，ERCOT，中金公司研究部第二，部分电源受环保政策限制面临加速退役。美国环保局EPA对气电、煤电设有严格环保限制。气电：允许新增，但新建大型基荷气电必须配套碳捕集设施或使用生物燃料。已有机组暂不受额外减排要求；煤电：不允许新增，已有机组受煤灰处理政策、减排政策要求需要升级改造9。其中，煤灰处理政策针对全部已有机组、已经生效，部分煤电由于满足煤灰要求新增成本高计划提前退役；减排政策时间上仍有缓冲期——若要运行至2039年后，则2032年前需要配置碳捕集CCS减排90%，若在2032-2039年前退役也需要在2030年前通过改造减排16%，2032年前退役煤电无需减排改造。但减排所需升级成本更高，配套CCS减排改造后煤电发电成本上涨40%以上，几乎难以在电力市场获利，因此若减排政策继续推行且碳捕集技术不显著降本，煤电装机将在2032年前后进一步大量退出。EPA预计在煤灰及减排政策影响下，2023—2035年美国将有126GW煤炭机组退役，2040年后预计仅剩12GW继续运行。从新增、退役电源排期视角看，在建项目排期隐含2024、2025年新增电源容量50/45GW左右,其中新能源八成左右，新增支撑性容量9/12GW。2024、2025年退役容量8GW/17GW左右，主要为煤电、气电、核电。综合考虑电源增减，2024、2025年装机容量净增43/28GW，支撑性容量净增13/3GW，支撑性容量净增不足问题并无明显改善。若新建电源、电网建设不根本性提效，环保政策不放松，则电力供需趋紧、在运电源稀缺性不断提升。EPA，LegacyCoalCombustionResidualsSurfaceImpoundmentsandCCRManagementUnits图表21：美国未来几年新增电源排期图表22：退役电源排期60504030200新增电源计划（GW）2024E2025E2026E2027E2028E新增电源计划（GW）02024E2025E2026E2027E2028E光伏注：截至2023年底的计划新增电源排期，由于新能源建设周期多在1-2年，故2026年以后新增装机容量仍有滚动增加空间，图中未包含储能容量资料来源：EIA，中金公司研究部注：截至2023年底的计划退役电源排期资料来源：EIA，中金公司研究部图表图表23：综合电源新增及退役排期，未来几年支撑性容量净增不足问题并无明显改善0.-.--0.-.--2024E2025E2026E2027E2028E 资料来源：EIA，EPA，中金公司研究部美国市场化地区电价传导及接受能力均很强，在供给趋紧、发生缺电时价格上涨弹性大，相关电力企业盈利空间或显著抬升。电价中枢一定程度上由缺电概率决定，而系统备用率决定缺电概率。短期电力需求弹性极低，在发生缺电时价格边际上涨空间很大，将显著抬高平均电价，因此缺电概率一定程度上决定着电价中枢。对于某一区域电力市场而言，缺电概率常用备用率（reservemargin）表征预判，备用率=（跨区互联容量+当地支撑性电源装机容量-最大负荷）/最大负荷，即本地可发电容量与可调度外地发电容量供给之和与峰段需求的相对关系，美国电力监管部门一般视区域供需特征设置15%~20%左右的备用率要求。美国过去十年全国层面备用率大致在20%-25%区间、供应总体充裕，但后续负荷增长加快或导致备用率快速透支。我们综合最大负荷及支撑装机测算得到，美国全国层面电力系统备用率在20~25%区间，近几年由于传统电源退出较多，净装机增量为负，备用率降至~20%。向前看，电源支撑装机短期（3年左右）基本由项目排期决定，长期增量亦有环保、审批制约弹性较小；负荷侧根据我们上述保守估算，年均增速或至少在2%以上。我们设置未来负荷年增2%、3%、5%三个情景分别测算备用率走势：负荷低增情景下2027~2028年左右备用率跌至监管建议范围以下，负荷高增情景下2024~2025年前后即降至建议范围以下，出现缺电概率大幅提升。图表24：从当前电源新增及退役排期看，未来系统备用率CAGR+2%监管要求的备用率参考范围CAGR+3%CAGRCAGR+5%低负荷增速注低负荷增速注：备用率=（支撑性装机–最大负荷）/最大负荷，未来支撑性装机通过EIA公布的项目排期测算，最大负荷设置低中高增三个参考情景，对应CAGR2%、3%、5%资料来源：EIA，NERC，中金公司研究部分区域看，北美电力可靠性委员会NERC每年对未来十年各区域备用率进行详细评估10，但其需求预测偏保守，或高估各地备用率。我们认为，NERC对供给的预判一般较为准确，但需求预测保守，回溯历史，其在电力需求上行周期的负荷预测较实际情况偏差很大。对需求的低估主要是由于美国电力监管部门前期规定ISO/RTO在长期供需评估中不能纳入未签订并网协议的负荷，我们看到在2023年最新评估中，增长前景较为确定但未签协议的数据中心、挖较高负荷增速矿、产业回流等新兴负荷增长未纳入考虑。图表25：NERC对需求的评估较为保守，上行周期常低估负荷增长543210TWh资料来源：NERC，中金公司研究部NERC，Long-TermReliabilityAssessment50%40%30%20%10%0%-10%-20%-30%18014012010080600考虑负荷调整后评估（GW）备用率图表27：PJM、MISO地区备用率趋势注：ERCOT负荷调整基于2024年6月最新披露的潜在并网负荷量，我们假设潜在负荷半数在未来十年投产资料来源：NERC，ERCOT，中金公司研究部在NERC基础上，我们调整测算各区域备用率发现，ERCOT、MISO等地缺电概率较大。从测算结果来看，部分地区或出现供给不足驱动的缺电，典型的如MISO——虽然新兴负荷增长动力不足，但煤电、气电等传统电源退出激进，导致备用率下行；部分地区当前备用率较为充裕，但需求快速增长或透支备用率，典型的如ERCOT——当前备用率在30%上下，但负荷增长强劲，ERCOT最新内部评估未来可能并网的潜在负荷增量或高达15050%40%30%20%10%0%-10%-20%-30%18014012010080600考虑负荷调整后评估（GW）备用率图表27：PJM、MISO地区备用率趋势注：ERCOT负荷调整基于2024年6月最新披露的潜在并网负荷量，我们假设潜在负荷半数在未来十年投产资料来源：NERC，ERCOT，中金公司研究部80604020050%45%80604020050%45%40%35%30%25%20%15%10%5%0%NERC-2023原始评估（GW）2024202520262024202520262027202820292030203120322033本地净负荷-调整后预估备用率-调整后本地已有电源+互联容量+Tier1电源增量监管指导备用率本地净负荷预估备用率本地已有电源+互联容量+Tier1电源增量监管指导备用率202420252026202720282029203020312032203325045%35%25045%35%25%5%-5%-15%-25%PJM电力供需及备用率前瞻（GW）80604020MISO80604020MISO电力供需及备用率前瞻（GW）2000020242025202620272028202920302031203220332024202520262027202820292030203120322033本地净负荷监管指导备用率本地已有电源+互联容量+Tier1电源增量预估备用率-调整后本地净负荷本地净负荷监管指导备用率本地已有电源+互联容量+Tier1电源增量预估备用率-调整后 预估备用率监管指导备用率30%25%20%5%0%资料来源：NERC，中金公司研究部ERCOT,BoardofDirectorsMeeting2024图表28：主要电网区域备用率横向对比50%40%30%20%0%-10%-20%-30%2024202520262027202820292030203120322033备用率ERCOTPJMCAISOMISO备用率注：MISO由于无明显负荷增量驱动，需求侧未做调整，图中列示即为NERC长期预判值；ERCOT、PJM、CAISO采用调整后的负荷测算备用率，负荷增速结合ISO指引、我们对当地负荷增长的预判等进行预判；中长期内电源供给将滚动增加，抬升备用率，图中列示对当前切面的观察预测资料来源：NERC，中金公司研究部电力紧缺周期下哪些主体更受益我们认为，在电力紧缺周期下，供需关系定价的市场化地区电价上涨弹性显著高于成本加成定价的管制地区。市场化地区中，设有稀缺定价机制、价格上限高的德州区域市场ERCOT电价上涨弹性最大；从业务环节看，发电业务较电网、零售业务更受益，批发市场电价上行确定性高，但零售价格接受度或存在滞后，发电企业更充分获益于批发电价上行。美国从2002年起开始推进电力市场化，主要思路为管住中间、放开两头，即对于中间自然垄断的输配电环节保持管制，两头的发电和零售环节进行市场化改革。但目前，美国各地区电力市场化步调不一，仅半数州完成发电或零售市场化，少数州同时实现发电、零售均实现市场化，东南部及西部地区大多仍维持垂直一体化管制模式12。图表29：美国当前电力系统垂直一体化管制模式及发电、零售两头放开市场化模式并存资料来源：FERC，中金公司研究部图表30：批发、零售市场化区域分布资料来源：FERC，中金公司研究部RFF，USElectricityMarkets，2022管制模式下，电价采用准许成本+合理收益的成本加成型定价。具体而言，管制电价包含基础电价和成本回收两项，其中基础电价=（capex存量-折旧）*准许收益率，其中capex为供电必须的资本支出，由当地监管部门审核投资必要性，准许收益率为股权、债权的综合要求回报率，股权收益率（regulatoryROE）同样由当地监管部门审核，美国不同地区电力核准ROE水平不同，但大多分布在9%~12%；成本回收部分主要为燃料、运维等成本项的完全传导。电力市场化地区根据供需关系定价，紧缺周期下上涨弹性更大。具体而言，零售端由当地售电企业与终端用户双边协商定价；发电端（批发市场）定价比零售端复杂，批发电价中包含电量电价、容量电价、辅助服务价格几个主要部分。►电量电价定价采用优先次序法（meritorder）边际出清定价机制，需求水平决定边际机组，边际机组报价决定了此刻电价水平。若需求水平低，则边际机组落在可变成本为0的新能源上，则现货价格可能为0。若需求水平持续偏高，则边际机组多落在调峰燃气或燃油机组，现货价格大幅提升。►除电量电价外，大部分地区还通过容量电价补偿支撑性电源，若电力紧缺，容量电价提升，以鼓励新增电源投资。部分地区容量电价通过集中采购竞价形成，部分地区由售电企业分散式双边交易形成（当地ISO要求售电企业满足一定备用率要求）。德州目前暂无容量电价机制，以现货市场稀缺定价取代容量补偿，即在备用率低于要求时大幅上抬电量电价，以激励现有调峰机组充分出力。在稀缺定价下，德州批发电价上限为5000美元/MWh，显著高于其他地区2000美元/MWh水平，紧缺时段德州发电企业有机会获得可观超额收益。►辅助服务价格机制地区差异更大，服务种类、定价模式不一，且在批发电价中的占比相对较小，此处暂不展开。图表31：管制定价模式监管股本回报率监管股本回报率n但不计入费率基础，不能获利费率基础电价收入资本成本成本回收域公用事业委员会定期核准，范围在9%-12%左右费率基础电价收入资本成本成本回收债务成本n费率基础为扣除折旧后的固定资产存量债务成本资料来源：FERC，中金公司研究部图表32：电力市场定价模式——批发市场边际出清及稀缺定价机制燃油发电燃油发电边际成本边际成本气电气电煤电煤电新能源核电新能源核电容量容量电力需求电力需求注：仅ERCOT采用稀缺定价机制资料来源：EIA，ERCOT,中金公司研究部我们认为电力偏紧缺周期下，发电业务>电网及垂直一体化业务>零售业务。对于市场化售电企业，收益端为与终端用户签订的电价，一般提前按月或年度锁定固定价格。成本端为批发市场采购电力的成本，同样通过中长协锁定部分电量，剩余在现货市场采购。在供给偏紧周期，批发市场电价上行是较为确定的趋势，但终端价格接受度或存在滞后，同时终端电价上浮还受竞争环境制约，因此电价上行期零售环节更易出现传导不畅、利润压缩情况。对于垂直一体化电力或电网企业，收益=（capex存量-折旧）*准许收益率+燃料等成本传导，与资产规模相关。在供需偏紧周期，管制电力企业扩大资本支出新建电源、电网设施，从而基础电价、整体收益和利润均可能提升，但由于短期内存量资产增幅有限，基础电价上行空间相对较小。可见，管制定价模式避免了供需宽松、电价较低情况下所建电源电网设施无法回收成本的风险，但在供需偏紧、电价上行阶段，成本加成型定价模式使得盈利上行弹性相对较小。值得注意的是，对于电力需求增长预期较为明确、电量持续大规模增长的管制区域，新增资本支出可能持续高增，我们认为这将带动收益在较长周期内稳定上行。虽然短期价格弹性相对不大，但长期持续释放盈利空间。对于市场化发电企业，收益端由电力批发市场现货价格及期货价格共同决定。发电企业普遍提前1-2年将大部分电量锁定长协合同，长协价格中枢一般参考电量交付年份的期货价格，在此基础按电源出力特性调整价格，长协合同外电量在现货市场交易结算。在供给偏紧周期，现货电价易出现大幅增长，在极度紧缺条件下还可能触发稀缺定价机制，电价涨百倍以上。同时，对未来供应偏紧的预期也会导致期货价格中枢抬升，因此发电企业收益端抬升弹性较大。举例而言，若市场化发电企业长协/现货交易比例8:2，参考期货价格签订的长协电价涨幅30%，现货市场中捕获电价涨幅50%，则对应收益增幅34%；若因为极端缺电触发稀缺定价，一年中出现3天现货价格涨百倍，其余时间捕获电价平均涨幅50%，则对应综合收益增幅达到50%以上。发电企业成本端主要为燃料、运维等成本，核电、新能源等发电成本较为稳定，有望获得超额收益。气电燃料成本虽然可能随电力需求旺盛有所抬升，但由电力需求带动的电价上行情景下气电火花价差一般也呈抬升趋势，即电价涨幅高于气价。因此，考虑成本因素后市场化发电企业盈利弹性仍较大。哪些电源类型更受益我们认为，美国市场化发电资产具备稀缺性。电源类型上，综合考虑电力市场价值、政策溢价、科技企业溢价三个维度，受益前景核电>气电>新能源>煤电。美国仅1/3电源装机随行就市，市场化发电资产具备稀缺性。如上述分析，美国发电电源中并非全部为市场化机组、充分受益于紧缺周期，我们根据EIA机组层面信息测算得到，美国市场化发电规模500GW左右，大致占总装机容量的45%。按电源类型分，市场化煤电/气电/核电/水电/新能源净装机容量分别约42/217/41/10/186GW，占比22%/43%/43%/10%/81%13。其中，新能源市场化装机规模虽然大，但绝大部分签订了10年固定价格PPA，非随行就市的商业（merchant）机组，按新能源5%为商业机组考虑，市场化的商业新能源约10GW。因此，我们估算美国随行就市的发电装机规模320GW左右，主要是气电、核电及煤电，仅占总装机容量的30%，具备稀缺性。90%80%70%60%50%40%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%7006005004003002001000300GW2502005020122013201420152016201720182019202020212022。一公用事业类企业持有xIPP持有GW煤电燃油发电气电核电水电新能源其他公用事业类企业持有IPP持有IPP持有占比注：右图分电源类型统计基于2022年夏季净装机容量资料来源：EIA，中金公司研究部图表34：新能源多数签订PPA长协，随行就市比例很低100.0%80.0%60.0%40.0%20.0%0.0%20202021光伏2022202320202021风电20222023商业公用事业承购PPA终端用户承购PPA公用事业自营长协对冲其他资料来源：BNEF，中金公司研究部均为2022年夏季净装机容量市场化发电资产中，不同电源类型在电力市场中的获利能力、受政策偏好程度、受终端用户偏好程度均存在差异，受政策和用户偏好可能获更高溢价，以下我们讨论不同电源类型的受益机制和盈利空间。若电力供应趋紧，所有电源类型在电力市场中的收益中枢均有抬升趋势，但调峰、灵活性电源受益程度更大。如前文分析，发电企业在电力市场中的收益主要来自于电量和容量电价两部分。若电力供应趋紧，电量和容量电价均会上行，所有参与电力市场的电源收益中枢均上升。但由于不同电源出力特性、高峰时段支撑能力不同，电量和容量收益上行程度略有差异。电量部分，电力供应偏紧并不意味着所有时段供应都紧张，更有可能发生的是需求峰段紧张而谷段偏宽松，峰谷价差拉大，在峰段出力的调峰电源更受益。电量电价收益尖峰电源>灵活性电源>基荷>新能源。容量部分，美国多数地区容量补偿不仅限于气电核电等支撑性电源，新能源也可获得一定容量电价，但新能源置信系数低，容量收益相对少。容量电价收益灵活性电源=基荷>新能源。在电力市场获得电价收益基础上，美国部分发电机组还会获得联邦、地方政府补贴，其中最主要的是通胀削减法案（IRA）框架下的生产税收补贴（PTC）。对于核电，IRAPTC对所有地区、所有机组实施全面补贴。2016年起，美国地方层面开始补贴核电发电，如纽约、伊利诺伊、新泽西等地对核电的零排放补贴（CMC、ZEC等）14。2021年，联邦层面提出美国民用核信用计划15，对于部分先进核电机组提供财政信贷，以支持其运营。2024年起，通胀削减法案PTC提出2024-2032年期间对所有地区、所有核电机组进行全面补贴。IRA核电PTC具体补贴规则为：基准补贴3美元/MWh，在此基础上若满足雇员工资等要求，基准补贴翻五倍至15美元/MWh，并随通胀调整16。同时，PTC补贴随批发电价提升退坡，若批发电价高于25美元/MWh，PTC逐步下降17，保证核电电量收益+PTC稳定在45美元/MWh左右，若批发电价高于45美元/MWh，PTC退坡至0，核电收益随批发电价自然增长，可见IRAPTC提供了核电的保障性底价。九年补贴周期内，核电盈利模式改变。前期，市场化核电在电力市场随行就市，若批发电价较低，核电机组可能面临亏损。2010-2020年十年间，美国各地平均批发电价在20-40美元/MWh水平，核电发电成本30美元/MWh左右，因此全行业处于低利润或亏损情况。IRAPTC提供的45美元/MWh核电底价远高于发电成本，且保障性底价随通胀调整不断提升，价格提升预期再添确定性（以往电价不一定跑得过通胀）。因此，市场化核电盈利模式变为联邦政府保障性价格托底+底价随通胀确定性调整+收益空间随批发市场上不封顶模式。对于新能源，风电、光伏、储能等均可自由选择投资税收抵免ITC或生产税收抵免PTC，新能源PTC基准补贴为27.5美元/MWh左右，在此基础上，若满足社区要求则补贴上涨10%，若满足新能源设备本地制造要求则再上涨10%，最高可达到近35美元/MWh，同样逐年随通ZEC=ZeroEmissionCredits,CMC=CarbonMitigationCredits，均为地方政府核电给予的补贴。FederalCivilNuclearCreditProgram，2021核电、新能源PTC补贴标准均随通胀进行调整，美国国税局IRS每年根据通胀情况缺电补贴电价调节倍数。核电PTC=$15/MWh-08*max(GrossReceipts-$25/MWh,0)胀调整，整体补贴水平高于核电。此外，新能源PTC并未设置随批发电价退坡机制，因此随批发电价上涨，可获得更高的总收益。对于气电煤电等传统电源，由于减排诉求，不享受发电补贴。煤电不允许新增、存量机组设置较高环保要求加速退役；气电新增存在一定限制，存量机组暂无系统性环保限制（少部分地区存在区域碳市场，气电需要承担一定碳成本）。总结而言，目前美国政府对电源类型的偏好为新能源>核电>气电>煤电，当前PTC补贴均规定了10年左右的较长期限，具备一定确定性，但环保等其他政策规则不断调整，政策偏好需要持续跟踪。图表35：新能源PTC及收益随批发电价变化图表36：核电PTC及收益随批发电价变化80收益（美元/MWh）80收益（美元/MWh）706040302050500市场批发电价水平（美元/MWh)一批发电价收益PTC补贴收益总收益批发电价收益一批发电价收益PTC补贴收益总收益资料来源：IRS，中金公司研究部资料来源：RS，中金公司研究部当前，美国数据中心/挖矿等高密度负荷绝大多数并入电网，物理上对电源并无选择权，部分享受折扣电价。数据中心绝大多数使用网电，主要是由于网电供应暂无稳定性风险，且部分项目还享受远低于商业终端电价的折扣电价。已有披露google与数据中心所在地公用事业企业Dominion以60美元/MWh电价签署特别优惠电价（“economicdevelopmentrider”rate远低于125美元/MWh左右的美国商业用电终端电价均价水平，相当于减免了大部分过网费用。科技企业与新能源签订虚拟PPA并给予一定溢价，但溢价水平不高。2023年美国新能源PPA多数由科技企业与发电企业双边签订，价格在30~70美元/MWh左右，不同地区价格存在差异。在绿色转型规制较为苛刻的PJM（强制绿证市场PPA价格达到50~70/MWh，较当地新能源电价溢价约20美元/MWh，约等于PJM区域内REC绿证价格。可见，科技企业签订的新能源PPA以当地电力市场可获得电价+当地REC绿证价格为锚定价，溢价为当地环境属性隐含价值，并未有其他超额溢价。美国不同区域绿证价格差异较大，仅PJM所在东北部部分地区存在强制绿证市场，强制绿证价值在10-30美元/MWh，其余自愿绿证市场价值普遍在5美元/MWh左右，因此在多数地区数据中心签订的新能源PPA难以获得高溢价。图表37：美国新能源PPA价格6050403020风电PPA价格（$/MWh）MISOPJMERCOTSPP402H20221H2023光伏PPA价格（$/MWh）SPP